Разработка нефтяных и газовых месторождений

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное  бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального  образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет

филиал в г. Нижневартовске

 

 

Кафедра «Нефтегазовое дело»

 

 

     КОНТРОЛЬНАЯ  РАБОТА №1

 

 

По дисциплине “Разработка  нефтяных и газовых месторождений”

 

 

 

 

 

 

Выполнил студент гр.НРзс-10(1):   Нуштайкин  А.Н.

Шифр:38

Вариант: 11

Проверил преподаватель:                                                 Мигунова С.В.

 

 

Нижневартовск 2012

ЗАДАНИЕ

 

Рассчитать физические свойства нефти и пластовой воды при  нормальных стандартных и пластовых  условиях.

 

Исходные данные для расчетов

Таблица 1

 

№ вари-анта	Рнас, МПа	Рпл, МПа	tпл, 0С	tтек, 0С	G0, м3/м3	Ум	Уа	rнд, г/см3	rг, кг/м3	bн×10-4, 1/МПа	С¢, г/л
11	11,5	24,1	79	49	89,9	0,701	0,013	0,785	1,233	9,1	24,79

Р₀ = 0,1 МПа;   Т₀ = 273,15 К (⁰С);

Р_ст = 0,1 МПа;   Т_ст = 293,15 К (⁰С)

 

1. Расчет физических  свойств нефти

1.1. Расчёт давления насыщения нефти газом при t<t_пл

Как правило, разработка, и  эксплуатация нефтегазовых месторождений  связана с изменением температуры  в процессе подъёма продукции  по скважинам как вследствие теплообмена  с окружающими горными породами, так и вследствие работы отдельных  элементов погружного оборудования, например, погружного электродвигателя в установке погружного центробежного  электронасоса. Учитывание влияния  температуры на давление насыщения (р_нас) позволяет существенно повысить точность расчета технологических процессов добычи нефти, особенно при решении оптимизационных задач.

Расчёт давления насыщения  в зависимости от температуры (Р_насt) при постоянном количестве растворенного в нефти газа можно выполнить по формуле М.П. Штофа, Ю.Н.Белова и В.П.Прончука, если известно содержание в растворенном газе метана и азота:

t - t_пл

Р_насt = Р_нас + -----------------------------------  ,                    (1.1)

701,8

   9,157 +  ----------------------

Г_о (У_м – 0,8×У_а)

 

                                                            49 - 79

Р_насt = 11,5+ ---------------------------------------------- = 9,89МПа 701,8

   9,157 +  --------------------------------

106,7× (0,701 – 0,8×0,013)

 

где   Р_нас - давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой температуре t_пл МПа;

t - текущая температура, °С;

Г_о -газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к нормальным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, м³/т;

У_м иУ_а - соответственно содержание метана и азота в газе однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях, доли единицы.

Для перевода размера газонасыщенности пластовой нефти G_о к размерности формулы (1.1) можно воспользоваться следующей зависимостью:

    10³×G_о

Г_о = --------------------     ,    (1.2)

ρ_ндT_ст / Т_о

                                                 10³× 89,9

Г_о = ---------------------------- = 106,7м³ ∕т           

785× 293,15 / 273,15

 

где ρ_нд– плотность дегазированной нефти, кг/м³ (при стандартных условиях).

Стандартными условиями  принято считать такие условия, при которых давление Р = Р_ст = 0,101325 МПа (» 0,1 МПа), температураТ = Т_ст = 293,15 К (20⁰С). В США и некоторых других странах стандартная температура – это температура Т_ст = 288,75 К (15,6⁰С).

Нормальными условиями принято  считать такие условия, при которых  давление Р = Р_о = 0,101325 МПа (» 0,1 МПа), а температураТ = Т_о – 273,15 К (0⁰С).

 

1.2. Расчет вязкости дегазированной нефти приt =20⁰С

 

В практике добычи нефти  встречаются случаи отсутствия достаточной  информации о некоторых свойствах  нефти, например о вязкостиμ_н. Для оценки вязкости нефти при 20⁰С и атмосферном давлении можно использовать формулу И.И.Дунюшкина:          

 

0,456 ρ²_нд

μ_нд20 = [-----------------------]²при  0,78 <ρ_нд£ 0,845,                     (1.3)

0,833 – ρ²_нд

0,456 ∙ 0,785²

μ_нд20 = [-----------------------]² =1,3мПа ·с

0,833 – 0,785²

где   μ_нд20- относительная динамическая (по воде) вязкость дегазированной нефти при 20⁰С и атмосферном давлении. Вязкость воды при 20⁰С и атмосферном давлении μ_в20 = 1 мПа×с;

ρ_нд - относительная плотность дегазированной нефти при μ_н20.

 

1.3. Расчет объемного коэффициента нефти при пластовой температуре t_пл

Определение объемного коэффициента нефти при различных термобарических  условиях необходимо не только для  выполнения расчетов в процессе эксплуатации скважин, но также для расчетов запасов  нефти. Точность вычисления объемного  коэффициента нефти определяет и  точность расчета её плотности при  различных условиях.

Установлена тесная статистическая связь между газонасыщенностью  нефти, определяемой при контактном однократном изотермическом разгазировании (приt = 20⁰С),  и ее объемным коэффициентом b_н:

 

b_н = 1 + 3,05 10^-3×G_о   при G_о£ 400 , м³/ м³                    (1.4)

 

b_н = 1 + 3,05 ∙ 10^-3×89,9 = 1,27

 

гдеG_о-газонасыщенность пластовой нефти, м³/м³ (объем газа приведен к стандартным условиям).

Формулы (1.4) рекомендуются  для проверки экспериментально определенных значений объемного коэффициента пластовых  нефтей. Если ошибка превышает 10%, то достоверность экспериментального определения объемного коэффициента вызывает сомнение и указывает на необходимость повторных исследований.

Объемный коэффициент  нефти можно рассчитать по следующей  формуле:

b_н = 1 + l_оG_о + a_н (t_пл – 20) - β_нР_пл ,                   (1.5)

 

b_н = 1 + 0,003∙89,9+1,01∙10^-3 (79-20) – 9,1∙10^-4 ∙24,1 = 1,31

 

где l_о - эмпирический коэффициент, определяемый следующим образом:

 

l_о = 10^-3 [4,3 + 0,858∙ ρ_г + 5,2 (1 - 1,5 · 10^-3G_о) 10^-3G_о – 3,54 ρ_нд],    (1.6)

 

l_о =10^-3 [4,3 + 0,858∙ 1,233+ 5,2 (1-1,5 · 10^-3∙89,9) ∙10^-3 ∙ 89,9 -3,54∙0,785] =0,003

 

ρ_г- плотность выделившегося газа при 20 ⁰С и0,1 МПа, кг/м³;

ρ_нд- относительная плотность дегазированной нефтипри20⁰С и0,1МПа;

a_н - коэффициент термического расширения дегазированной нефти, 1/⁰С.     

a_н= 10^-3           2,638 (1,169 - r_нд)  при 0,78 £r_нд£ 0,86(1.7)

a_н  = 2,638 (1,169 – 0,785) = 0,76 ∙ 10^-3 1∕ ᵒС

 

b_н- коэффициент сжимаемости дегазированной нефти, 1/МПа;

Р_пл- пластовое давление, МПа.

 

1.4 . Расчет плотности газонасыщенной  нефти

 

Методика расчета плотности  газонасыщенной нефтиρ_нп основана на взаимосвязи плотностей газонасыщенной и дегазированной нефти, плотности выделившегося при контактном однократном разгазировании нефти газа и объемного коэффициента. Основным уравнением для расчета является выражение следующего вида:

 

1

ρ_нп = ----  (ρ_нд+ρ_гG_о)   ,                                          (1.8)

b_н

            1

ρ_нп = ------  (785 +1,233 ∙89,9) =680,8 кг/м³

1,31

 

где  ρ_нд  - плотность дегазированной нефти, кг/м³;

ρ_г– плотность газа, кг/м³;

G_о – газонасыщенность, м³/м³ ;

b_н – объемный коэффициент нефти (по формуле (1.4))

 

2. Расчет физических свойств воды

При выполнении технологических  расчетов процесса добычи нефти требуется  знание не только свойств нефтей, но и свойств добываемой воды (объемного коэффициента,газонасыщенности, плотности, вязкости и других характеристик).

Исходными данными для  расчета физических свойств воды являются давление, температура и  концентрация растворенных в воде солей.

2.1. Расчет массового  содержания растворенных в воде  солей

 

 По известной концентрации  растворенных в воде солей  рассчитывают массовое их содержание:

 

           С = 100∙ С' / (1000 + С'),                                 (2.1)

 

С = 100 ∙24,79/ (1000 +24,79) = 2,42%

 

где С - массовое содержание солей в воде, % (отношение числа граммов соли, растворенной в100 г воды);

С'- концентрация растворенных солей, г/л(число граммов соли, растворенной в 1л воды ).

 

2.2. Расчет газонасыщенности  соленой воды

 

Газонасыщенность соленой  воды вычисляют по следующей корреляционной зависимости:

 

Г_в=  Г_св /  Г_пв = 1 / 10^{(lт × С)}     ,                    (2.2)

 

Г_в=1∕ 10^{(0,021×2,42)}= 1∕ 10^0,056=0,9

где Г_в -относительнаягазонасыщенность соленой воды ;

Г_св иГ_пв - соответственно газонасыщенности соленой и пресной вод, м³/м³ (при неизвестном газовом факторе пластовой воды следует принимать приближенное значение коэффициента растворимости газа в воде l_г = 0,15м³ / (м³·МПа);

 

l_т- температурный коэффициент.

 

l_т=0,048 / t_тек^0,2096,   (2.3)

 

l_т=0,048 / 49^0,2096=0,021

 

t_тек- текущая температура ,⁰С.

 

2.3. Расчет объемного  коэффициента соленой воды

 

Для расчета объемного  коэффициента соленой воды b_в используются следующие зависимости:

при р£р_нас  и t_тек ≤ t_пл:

 

b_в = 1 + ∆b(t_пл) + ∆b(Г_в) + ∆b(р) ,            (2.4)

 

b_в = 1 + 0,027+ 0,02- 0,004= 1,043

где ∆b(t_пл) - изменение объемного коэффициента при изменении температуры от стандартной t_ст = 20⁰С до t£t_пл при атмосферном давлении;

      Δb(Г_в) - изменение объемного коэффициента вследствие растворимости газа в воде с растворенными в ней солями при заданных давлении и температуре;

Δb(р) - изменение объемного коэффициента вследствие сжимаемости воды при изменении давления от стандартного р_ст = 0,1 МПа до текущего давления р£р_нас при заданной температуре t£t_пл.

Указанные поправки вычисляются  по следующим зависимостям:

Δb (t_пл) = α_в (t_пл) (t_пл- 20),      (2.5)

 

Δb (t_пл) = 0,00046 ∙(79 – 20) = 0,027

гдеα_в (t) - объемный коэффициент теплового расширения водыпри t ≤ t_пл, 1/⁰С

α_в (t_пл) = α_в (t_ст) + 0,18 •10^-4 (t_пл – 20)^0,6746,  (2.6)

 

α_в (t_пл) = 1,8 ∙ 10^-4  + 0,18 •10^-4 (79 – 20)^0,6746 =0,00046 1/ᵒС

 

где α_в(t_cт) - объемный коэффициент теплового расширения воды при t = 20 ⁰С, равный 1,8•10^-4 1/^оС

    ∆b(Г_в) = 10^-4[ 19 + 0,0102• (t_тек) ]•р_нас•Г_в,                         (2.7)

∆b(Г_в) = 10^-4[ 19 + 0,0102• 49 ]•11,5•0,9 = 0,02

∆b(р) = - β_в (t)•Р_нас       (2.8)

∆b(р) = - 0,00043∙ 11,5= - 0,004

 

где β_в(t) - коэффициент сжимаемости пресной воды при заданной температуре t, 1/МПа

β_в (t) = β_в (t_ст) + (t_пл-20) [3,125 ∙ 10^-4 (t_пл-20) - 2.5 ∙ 10^-2] ×10^-4     (2.9)

 

β_в (t) =4,7 ∙10^-4 + (79-20) [3,125 ∙ 10^-4 (79-20) - 2.5 ∙ 10^-2] ×10^-4=0,00043 1/МПа

 

где β_в(t_ст) - коэффициент сжимаемости пресной воды при t_ст= 20 ⁰С, равный 4,7 ∙ 10^-4 1/МПа;

р_пл- давление, МПа;  при р>р_нас и t = t_пл

 

Объемный коэффициент  воды при пластовом давлении

b_впл = b_в•[1 - β_вг  (р_пл - р_нас)]                           (2.10)